2026年储能技术推广应用实施方案

2026年储能技术推广应用实施方案一、总则1.1编制目的为深入贯彻落实国家能源安全新战略和“双碳”目标，加快构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，有效解决可再生能源大规模并网带来的消纳和波动性挑战，提升电力系统调节能力、安全保障水平和综合运行效率，特制定本实施方案。本方案旨在明确2026年储能技术推广应用的目标、路径、重点任务与保障措施，引导和规范储能产业健康有序发展，为能源结构转型和新型电力系统建设提供坚实支撑。1.2编制依据本方案依据以下国家法律法规、政策文件和技术标准编制：《中华人民共和国电力法》《中华人民共和国可再生能源法》《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》《2030年前碳达峰行动方案》国家及行业相关技术标准与规范1.3适用范围本方案适用于2026年度在全国范围内开展的各类储能技术（包括但不限于电化学储能、抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能等）在电力系统发、输、配、用各环节的规划、建设、运营、管理和市场交易等活动。各级能源主管部门、电网企业、发电企业、储能项目投资运营主体、设备制造商及相关科研机构等应参照执行。1.4基本原则市场主导，政府引导：充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，激发各类市场主体活力。更好发挥政府作用，加强顶层设计、政策扶持和标准规范，营造公平开放的市场环境。统筹规划，协调发展：将储能纳入能源电力发展规划，与电源、电网建设协调推进。优化储能项目布局，避免无序发展和资源浪费。创新驱动，示范引领：加强核心技术研发与装备制造升级，推动多种技术路线多元化发展。通过典型示范项目，探索可复制、可推广的商业模式和运营机制。安全为本，标准先行：牢固树立安全发展理念，建立健全涵盖设计、制造、建设、运维、退役全生命周期的安全管理体系和技术标准体系。应用多元，价值叠加：推动储能在调峰、调频、备用、黑启动、需求侧响应等多场景应用，探索“新能源+储能”、“共享储能”、“云储能”等新模式，实现储能多重价值。二、发展目标2.1总体目标到2026年底，初步形成与新型电力系统发展阶段相适应的储能技术推广应用格局。储能装机规模实现稳步增长，技术创新能力显著增强，标准体系基本健全，市场机制初步完善，商业模式取得突破，安全水平有效提升，储能产业迈入规模化、产业化、市场化发展新阶段。2.2具体指标装机规模目标：力争2026年新增新型储能装机容量不低于30吉瓦，累计装机规模达到80吉瓦左右。抽水蓄能电站建设按规划有序推进。技术创新目标：锂离子电池储能系统循环寿命显著提升，成本持续下降。钠离子电池、液流电池等新一代电化学储能技术实现百兆瓦级示范应用。压缩空气储能、飞轮储能等物理储能技术取得工程化突破。标准体系目标：制修订储能关键技术、设备、并网、安全、环保等领域国家及行业标准不少于20项，标准体系覆盖率达到80%以上。应用场景目标：在新能源富集地区，“新能源+储能”配套比例显著提高。在负荷中心地区，电网侧和用户侧储能应用规模稳步扩大。建成一批具有代表性的多技术路线、多应用场景示范项目。经济性目标：通过技术进步和商业模式创新，部分应用场景下的储能项目初步具备商业化运营条件，系统度电成本进一步降低。三、重点任务3.1统筹优化储能发展规划与布局强化顶层设计：各省（区、市）能源主管部门应结合本地区能源结构、电网特点、负荷特性和可再生能源发展规划，科学编制省级储能发展专项规划或将其纳入能源电力相关规划，明确发展目标、重点布局和项目清单。优化区域布局：在“三北”、西南等新能源基地和送出通道，重点布局一批规模化储能设施，提升新能源外送能力和消纳水平。在中东部负荷中心，合理布局电网侧储能，提升电网韧性、应急保障和局部电网供电能力。在工业园区、数据中心、5G基站、港口岸电等场景，大力推广用户侧储能，降低用电成本，参与需求侧响应。规范项目管理：建立储能项目备案或核准管理制度，明确建设条件、技术标准和并网要求。加强项目全过程监管，确保有序建设。3.2加快推进多元化技术研发与产业升级突破关键核心技术：电化学储能：重点攻关长寿命、高安全、低成本锂离子电池技术，固态电池关键材料与工艺。加快钠离子电池、液流电池的规模化制备技术、系统集成技术和降本技术研发。物理储能：推进300兆瓦级及以上压缩空气储能系统关键技术及装备的工程化验证。研发大容量飞轮储能阵列协同控制技术。探索重力储能等新原理技术。氢储能：推进电解水制氢与燃料电池发电的耦合技术，以及地下储氢等安全高效储运技术。提升装备制造水平：推动储能电池、功率转换系统（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）等关键设备智能化、标准化生产。支持制造企业提质降本，打造具有国际竞争力的储能产业链。建设创新平台：支持龙头企业、科研院所联合组建国家级储能技术创新中心、产业创新联盟，开展共性技术研发、测试验证和标准制定。3.3积极拓展多场景规模化应用电源侧储能：鼓励新建集中式风电、光伏发电项目按照一定比例（如10%-20%，时长2-4小时）配置储能设施。鼓励存量新能源项目通过技术改造增配储能。支持“风光水火储”多能互补一体化开发，建设大型清洁能源基地配套储能项目。电网侧储能：电网企业可在关键节点、输电走廊末端等位置，科学规划建设电网侧独立储能电站，为电网提供调峰、调频、调压、备用等多重服务。推广应用“共享储能”模式，由第三方投资建设独立储能电站，通过容量租赁、电力辅助服务市场交易等方式获取收益，服务于多个新能源场站或电网。用户侧储能：鼓励工商业用户、产业园区建设储能设施，利用峰谷电价差降低用电成本，提升用电可靠性。支持电动汽车充电站、数据中心、5G基站等配置储能，实现平滑充电负荷、应急备电等功能。探索分布式储能聚合参与虚拟电厂（VPP）运行，参与电力市场交易和需求侧响应。储能多元化应用示范：在偏远地区、海岛等建设“可再生能源+储能”微电网，提高供电保障能力。开展储能参与电力系统黑启动、惯量支撑等高级应用场景的试点示范。3.4建立健全市场机制与价格体系完善电力辅助服务市场：推动各地加快建立和完善调峰、调频、备用等辅助服务市场，明确储能作为独立市场主体参与市场的准入条件、交易品种和价格机制。合理确定储能提供辅助服务的补偿标准。推动储能参与电力现货市场：在条件成熟的地区，试点推动储能电站以“报量报价”方式参与电力现货市场交易，通过峰谷价差套利获取收益。探索容量电价与容量市场：研究制定电网侧独立储能电站的容量电价机制，或探索建立容量市场，对为系统提供可用容量的储能设施给予合理补偿。完善峰谷电价政策：进一步拉大电力用户侧峰谷电价差，为用户侧储能创造更大盈利空间。探索实施季节性电价、尖峰电价等，引导储能更精准地参与系统调节。3.5构建完善标准体系与安全监管机制加快标准制修订：围绕储能系统安全、并网性能、设备检测、梯次利用、资源回收等关键环节，加快国家、行业及团体标准的制修订工作。推动中国储能标准与国际标准对接。强化全生命周期安全管理：建立涵盖储能项目设计、设备选型、施工安装、并网验收、运行维护、退役处置等各环节的安全管理体系。严格落实企业安全生产主体责任，建立健全安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制。强制要求大型电化学储能电站配置符合标准的火灾自动报警、自动灭火系统及应急联动设施。建立监测预警平台：鼓励建设国家级、省级储能项目运行监测与安全预警平台，实现对储能电站运行状态、安全风险、性能指标的实时在线监测和智能预警。加强环保与资源回收：制定储能设备，特别是电池的环保标准。建立健全废旧储能电池回收处理体系，推动电池梯次利用和有价金属循环再生。3.6加强国际合作与人才培养深化国际交流合作：在储能技术研发、标准互认、项目开发、市场机制等方面加强与国际先进国家、地区的合作。鼓励国内企业参与“一带一路”沿线国家储能项目建设。加快专业人才培养：支持高校设立储能科学与工程相关学科专业，加强跨学科人才培养。鼓励企业、科研机构建立实训基地，培养储能领域急需的技术研发、工程设计、项目管理、市场运营等高素质人才。四、保障措施4.1加强组织领导在国家能源主管部门统筹协调下，建立跨部门协同工作机制，协调解决储能发展中的重大问题和政策障碍。地方各级政府应明确牵头部门，细化落实本方案要求，确保各项任务落地见效。4.2加大政策支持财政金融支持：利用现有中央预算内投资、可再生能源发展专项资金等渠道，对符合条件的储能示范项目、关键技术研发给予支持。鼓励金融机构开发针对储能项目的绿色信贷、绿色债券、融资租赁等金融产品。税收优惠：落实国家关于高新技术企业、研发费用加计扣除等税收优惠政策。研究制定储能设备投资抵税等针对性税收激励措施。用地保障：将独立储能电站项目用地纳入当地国土空间规划，优先保障土地利用计划指标。鼓励利用存量建设用地、废弃矿区等建设储能项目。4.3优化并网管理电网企业应公平无歧视地接入储能项目，优化并网流程，缩短办理时间。按照国家及行业标准要求，提供并网服务，配合开展涉网试验。研究适应储能特性的并网调度运行规程。4.4营